完整版｜中国能源大数据报告（2022）

中国能源大数据报告（2022）

第七章 储能氢能发展

本章作者 罗曼

储能

1.储能累计装机4610万千瓦，同比增长30%

2021年是我国储能产业政策密集出台的一年，也是储能行业从商业化初期向规模化发展转变的第一年。根据中国能源研究会储能专委会/中关村储能产业技术联盟（CNESA）全球储能项目库不完全统计，2021年，我国已投运电力储能项目累计装机4610万千瓦，占全球市场总规模的22%，同比增长30%。其中，抽水蓄能累计装机3980万千瓦，同比增长25%；新型储能累计装机572.97万千瓦，同比增长75%。

（数据来源：CNESA全球储能项目库）

图7-1 2017-2021年已投运电力储能项目累计装机及增速

2021年，新增投运电力储能项目装机规模首次突破1000万千瓦，达到1050万千瓦。其中，抽水蓄能新增800万千瓦，同比增长437%；新型储能新增240万千瓦，同比增长54%。新型储能中，压缩空气储能实现跨越式增长，新增17万千瓦，接近2020年底累计装机规模的15倍。

（数据来源：CNESA全球储能项目库）

图7-2 截至2021年底电力储能市场装机结构

2.储能技术多元化发展，电化学储能增长潜力大

储能技术路径主要分为机械储能、电磁储能、电化学储能和其他储能。其中机械储能中的抽水蓄能由于技术成熟，是目前储能市场上应用广、占比高的技术，但其对地理条件依赖度高。电化学储能是目前市场上关注度最高的储能技术，主要分为锂离子电池、铅酸电池、液流电池、钠系高温电池和金属-空气电池等。其中锂离子电池技术较为成熟，已进入规模化量产阶段，是目前发展快、占比较高的电化学储能技术。根据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会数据，2021年，我国新增储能项目146个。其中，抽水蓄能项目5个，电化学储能项目131个。在电化学储能项目中，锂离子电池储能项目高达120个。

2021年，在我国电化学储能应用市场中，“新能源+储能”应用场景装机规模位居首位，为83.75万千瓦，电源侧辅助服务和电网侧储能紧随其后，分别为53.23万千瓦、40.10万千瓦。各类应用场景中，分布式及微网项目个数居首，为42个，其次为“新能源+储能”，为40个。

（数据来源：中国化学与物理电源行业协会储能应用分会）

图7-3 2021年新增电化学储能各应用场景装机功率及项目数量

3.新型储能项目遍地开花，企业创新力不断提升

从分布区域来看，2021年新型储能新增项目遍布全国30多个省（自治区、直辖市）。其中，山东依托“共享储能”创新模式引领全国储能市场发展；江苏、广东延续用户侧储能先发优势，叠加江苏二期电网侧储能项目投运，以及广东辅助服务项目，进一步保持领先优势；湖南利用装备制造和材料领域特别是电化学储能材料领域的基础优势，打造储能产业高地；内蒙古因乌兰察布电网友好绿色电站示范等新能源配储项目，首次进入全国新型储能市场前五之列。

（数据来源：CNESA全球储能项目库）

图7-4 2019-2021年新型储能市场前五位省（区）装机情况

从参与企业来看，2021年，我国新增投运的新型储能项目中，装机规模排名前五位的储能技术提供商依次为：宁德时代、中储国能、亿纬动力、鹏辉能源、南都电源。全球市场中，储能电池（不含基站、数据中心备电电池）出货量排名前五的中国储能技术提供商依次为：宁德时代、鹏辉能源、比亚迪、亿纬动力、派能科技。

4.打出政策“组合拳”，支持储能行业健康有序发展

一是从国家层面要求新能源配储能，储能市场主体地位得以确认。2021年8月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，对可再生能源发电企业自建、合建、购买调峰和储能能力的挂钩比例进行了量化确认：超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上，下同）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。同样，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照15%的挂钩比例购买调峰能力，鼓励按照20%以上挂钩比例购买。10月，国务院发布的《2030年前碳达峰行动方案》提出，积极发展“新能源+储能”、源网荷储一体化和多能互补，支持分布式新能源合理配置储能系统。优化新型基础设施用能结构，采用直流供电、分布式储能、“光伏+储能”等模式，探索多样化能源供应，提高非化石能源消费比重。12月，国家能源局印发《电力辅助服务管理办法》《电力并网运行管理规定》，明确将电化学、压缩空气、飞轮等新型储能纳入并网主体管理。鼓励新型储能、可调节负荷等并网主体参与电力辅助服务。

二是明确装机规模目标。2021年7月，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出，到2025年，新型储能装机规模达3000万千瓦以上；到2030年，实现全面市场化发展。9月，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，明确到2025年，抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上；到2030年，投产总规模1.2亿千瓦左右。

三是完善储能价格机制。2021年3月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，明确主要通过完善市场化电价机制，调动市场主体积极性，引导电源侧、电网侧、负荷侧和独立储能等主动作为、合理布局、优化运行，实现科学健康发展。5月，国家发展改革委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，提出将坚持以两部制电价政策为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制。以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，同时强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场。同月，国家发展改革委发布《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》，提出持续深化燃煤发电、燃气发电、水电、核电等上网电价市场化改革，完善风电、光伏发电、抽水蓄能价格形成机制，建立新型储能价格机制。7月，国家发展改革委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求完善峰谷电价机制，合理确定峰谷电价价差，提出上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于3:1，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。充分发挥电价信号作用，将推动储能在更大空间上发展。

四是规范管理储能项目。2021年9月，国家能源局发布《新型储能项目管理规范（暂行）》。《规范》明确了新型储能项目的适用范围，并要求电网企业应根据新型储能发展规划，统筹开展配套电网规划和建设。对于新型储能项目，电网要公平无歧视为新型储能项目提供电网接入服务。《规范》的出台将更进一步推动新型储能项目的落地和并网。

氢能

1.氢气产量全球第一，化石能源制氢占比大

近年来，我国氢气产量保持连续增长，已成为世界第一产氢大国，氢气产能约4000万吨/年，2021年产量达3300万吨。

（数据来源：中国煤炭工业协会、中国氢能联盟）

图7-5 2012-2021年氢气产量及增速

我国氢气制取主要由化石能源制氢和工业副产氢构成，煤制氢和天然气制氢占比近八成，焦炉煤气、氯碱、丙烷脱氢等工业副产氢占比约两成，可再生能源制氢规模还很小。据中国标准化研究院不完全统计，目前我国煤制氢占比约62%，天然气重整制氢占比约19%，焦炉煤气、氯碱尾气等工业副产提纯制氢和石油制氢占比约18%，电解水制氢等约占1%。2021年以来，在国家和各地政府鼓励下，国企、民企、外企对发展氢能产业都展现了极大的热情，长三角、粤港澳大湾区、环渤海三大区域的氢能产业呈现集群化发展态势。在氢能制备方面，可再生能源制氢项目在华北和西北等地积极推进，电解水制氢成本稳中有降。

（数据来源：中国电动汽车百人会）

图7-6 煤制氢成本随煤炭价格变化趋势

2.高压气态储运氢气为主流，液态储运和管道运输尚未成熟

现阶段，我国氢气储运主要以高压气态长管拖车运输为主，常用的高压气态长管拖车氢气储存压力为20兆帕，单车运载量约300千克氢气。液氢运输和管道运输的基础尚不成熟，液态储运、固态储运均处于小规模试验阶段，目前氢气管道里程约400千米，在用管道仅100千米左右。预计到2025年，液态储运和管道储运的方式有初步发展，到2035年，高压气氢储运、液体储运和管道储运等多种氢气储运形式将实现并存。

表7-1 储运氢技术对比

（数据来源：中国氢能联盟、前瞻产业研究院）

3.加氢站数量全球第一，下游需求仍有提升空间

目前，我国已累计建成加氢站超过250座，约占全球总数的40%，加氢站数量位居世界第一，35兆帕智能快速加氢机和70兆帕一体式移动加氢站技术获得突破。现有加氢站的日加注能力主要分布在500～1000千克区间，大于1000千克的规模化加氢站仍待进一步布局建设。

多元应用方面，除传统化工、钢铁等工业领域，氢能在交通、能源、建筑等领域逐步开展试点应用。在交通领域，我国现阶段以客车和重卡为主，正在运营的氢燃料电池车辆超过6000辆，约占全球运营总量的12%。

随着燃料电池汽车市场的增长及国家政策的扶持，我国燃料电池装机规模呈明显增长态势，但氢燃料电池行业尚未进入商业化阶段。据高工产业研究院（GGII）不完全统计，2021年我国氢燃料电池装机17.29万千瓦，同比增长118.31%。

（数据来源：GGII）

图7-7 2017-2021年氢燃料电池装机及增速

4.政策赋能产业，氢能推动绿色发展

2021年，氢能产业战略地位进一步提升。2月，国务院发布《关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》，对推动氢能在能源体系绿色低碳转型中的应用、加强加氢等配套基础设施建设提出了要求。

3月颁布的《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》提出，要发展壮大战略性新兴产业，在类脑智能、量子信息、基因技术、未来网络、深海空天开发、氢能与储能等前沿科技和产业变革领域，组织实施未来产业孵化与加速计划，这将赋予我国氢能发展更多新任务和新机遇。

6月，围绕新型电力系统、新型储能、氢能与燃料电池、碳捕集利用与封存（CCUS）、能源系统数字化智能化、能源系统安全等重点领域，国家能源局发布《关于组织开展“十四五”第一批国家能源研发创新平台认定工作的通知》，将氢能与燃料电池纳入国家能源研发创新重点领域，明确了氢能在国家能源技术创新体系中的重要地位。

10月，国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》，在推动工业领域碳达峰行动、交通运输绿色低碳行动、绿色低碳科技创新行动等重点任务中，均提及氢能领域的发展和应用。

11月，国家发展改革委等十部门印发的《“十四五”全国清洁生产推行方案》提出通过绿氢炼化、氢能冶金等手段加快燃料原材料的清洁替代和清洁生产技术应用示范。

同月，工业和信息化部印发《“十四五”工业绿色发展规划》，明确提出要加快氢能技术创新和基础设施建设，推动氢能多元利用。

12月，财政部、工业和信息化部、科技部、国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于启动新一批燃料电池汽车示范应用工作的通知》，张家口牵头的河北城市群、郑州牵头的河南城市群申报获批，我国初步形成北京、上海、广东、河北、河南五大燃料电池汽车政策支持示范城市群，推动加氢站建设和氢燃料电池汽车产业规模化发展。

（转自：中能传媒研究院）